二、市場化交易政策解讀

(1)哪些項目適合市場化交易?

光伏分散式：分散式一般分為地面分散式(大分佈)、工商業分散式、戶用分散式、農光/漁光互補幾大類;大分佈比較類似於地面電站，以向電網售電模式為主;工商業和戶用分散式則分為自發自用、餘電上網兩部分，自發自用部分無法參與電力交易，而餘電上網則比較適合電力市場化交易，相比之下工商業分散式(臨近工業園區)的消納可行性較好，但是工商業分散式自發自用的比例較高，而戶用分散式是否可以就近消納需要視情景而定。

因此我們認為從適用性上來看，大分佈是最為收益的，參與市場化交易相當於為大分佈增加了類似「自發自用」的屬性。

(2)市場化交易提高分散式盈利性

市場交易主要有三種模式：與電力用戶直接交易、電網代售、電網收購;分散式光伏、小規模風電企業若參與市場交易，以光伏三類地區(華東、華南為例)，售電價格假設為工業電價的8-9折，約為0.7元/度(工業電價假設在0.8-0.9元/度左右);補貼方面，三類地區上網電價0.85元/度，扣除脫硫脫硝電價相當於獲得0.45-0.5元/度的補貼，即使打8折仍可獲得0.36元/度的補貼，同理小規模風電參加市場化交易仍可獲得0.14元/度的補貼;屋頂分散式0.42元/度電打9折約合0.38元/度;過網費由省級部門制定，在覈定前暫按對應電壓等級輸配電價扣減最高電壓輸配電價，我們估算過網費會在0.05-0.10元/度左右;

綜上假設條件，我們估算分散式光伏的度電收入(併網而非自用)可由原來的0.8元/度電左右提升至1元/度以上(補貼按下限計算);風電度電收入從0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因為風電的上網電價低，由上網向售電側轉變後，變化的邊際效應最大。

三、光伏、風電跨入市場化新時代

1、政策驅動轉向市場驅動

16年之前光伏行業需求的催化劑是政策，但是17年以來分散式光伏的井噴，行業已經由單一政策驅動轉向政策、市場雙重驅動，結果就是需求的季節性減弱、年度需求波動性收斂，成長持續性增強。此次市場化交易政策落地，是電力體制改革「管住中間，放開兩端」的重要探索;分散式光伏、小型風電場參與市場化交易盈利能力明顯提升，即使18年分散式補貼下調0.1元/度左右，轉換效率提升、成本下降，分散式光伏依然擁有較好經濟性。

2、光伏需求穩定成長，靜待平價大爆發

根據CPIA前三季度國內光伏裝機量高達43GW，我們預計全年新增裝機量為50GW，其中分散式約18-20GW;展望18年，地面電站指標22GW，17年少量領跑者指標可能會流轉到18年，地面電站總需求23-25GW;分散式仍然維持高景氣，地面分散式受益市場化交易再迎新機遇，工商業始終保持較好增長，戶用分散式也有望貢獻增量(預計5-8GW)，農光/漁光/扶貧蓬勃發展，綜合考慮預計18年分散式裝機量將達30GW以上，根據歷史經驗，光伏裝機量超預期的概率較高，行業總需求有望達60GW;我們認為19-20年行業可實現發電側平價上網，會比預期的快，至2020年行業需求再有望達百GW以上。

博茗低碳積極響應節能減碳、新能源充分利用的政策方針，建立了電力撮合交易服務中心，促進電力交易市場的發展，同時博茗低碳大力推進城市屋頂光伏電站建設，幫助用電企業降低用電成本，減少碳排放，增加節能收益。

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